海上风电场经济性及风险因素浅析

　　与其他新能源相比，风电具有建设周期短、投入运营快的特点，其技术相对较为成熟，发电成本接近火电成本，近年来我国风电装机以每年超过１００％的速度增长。至２００９年末，我国风电装机已达１６１３０ＭＷ，其中全部为陆地风电。由于我国陆地风能资源主要分布在“三 北”地区，装机容量占比７５％左右，但这些地区绝大部分属于中国电网的末端，电网建设相对落后，从２０１０年规划装机及区域电网容量看，内蒙、东北、甘肃、新疆地区风电装机已超过当地电网总容量的１０％，因此，未来３—４年，在特高压电网建成之前，这些区域的风电发展规模将遭遇电网消纳能力瓶颈（国际普遍经验表明，风电上网电量在电网容量３％以内对电网没有影响，５％左右时可通过适当的技术措施减少影响，１０％以上将影响电网的稳定运行）。
　　海上风电与陆上风电相比具有风速高且稳定、年利用小时数高、不占陆地面积、对环境影响小、靠近电网负荷中心等特点。在陆上风电短期遭遇电网瓶颈的背景下，我国启动了海上风电项目特许招标项目。
　　世界海上风电发展现状
　　目前的风电场主要分为陆上（包括滩涂）和海上。其中海上风电场又分为潮间带和中、深海域。
　　１．海上风电发展规模及速度
　　海上风电开发在全世界都是新生事物，其开发难度要远大于陆上风电，从技术上来讲，海上风力发电技术要落后于陆上风力发电１０年左右，成本比陆上风电高１—２倍。
　　目前世界海上风电主要集中在欧洲，占全球总装机量的９９％。自１９９１年丹麦第一座海上风电场建成到２０００年的十年中，仅完成了３１．４５ＭＷ的海上风电装机容量。随着海上风电整机技术及风电场建设技术的逐步成熟，从２０００年到２００８年，欧洲海上风电装机容量年复合增长率达到３７．１％。从欧洲的８个国家已有规划来看，２０１０年、２０１５年欧洲海上风电装机容量将分别达到 ３５００ＭＷ、１５０００ＭＷ，未来五年欧洲海上风电将进入大规模发展期。
　　２００８年欧盟的海上风电装机容量为１４７０ＭＷ，从各国占比看，英国和丹麦分别占４０％和２６％，其次是荷兰约占１７％，瑞士占９％。但由于政策支持力度的差异，丹麦海上风电止步不前，未来５年德国将异军突起，海上风电占比将从２００８年的１％提高到２０１０年的３０％，届时，英国和德国将是海上风电的主力军。
　　２．欧洲海上风电投资及成本
　　根据国外多个海上风电场投资的统计数据显示，海上风电场投资成本一般在１７００—２０００欧元／ｋｗ之间（外国陆上风电场投资成本在１０００欧元／ｋｗ左右），每度电成本在０．０８—０．１０欧元之间。但专家预测，这个价格有望在未来降到０．０４—０．０６欧元／ｋｗ。
　　由于丹麦海上风电场建设起步较早，积累了较多的经验，在技术和安装设备方面也相对比较成熟，所以他们的建设成本比平均水平略低，而英国的两个风电场的平均单位千瓦成本则高达２７２２欧元和４１００欧元。
　　海上风电经济性分析
　　虽然我国陆上风电场已开始大规模运行，但目前尚缺乏海上风电大规模运行的经验，且海上风电场建设成本及运行成本与陆上风电差别较大，因此国内只能以欧洲已运行风电场成本来估算海上风电建设、运营成本。
　　１．成本经验值
　　以目前欧洲的经验值来看，一般来说水深２０米和离岸２０公里两个指标是海上风电场投资成本变化的分水岭。一般地，离岸２０公里的海上风电场水深会小于２０米，采用小于３．６ＭＷ的机组。
　　２．建设成本与运营成本构成
　　海上风电分建设期和营运期，一般建设期为两年左右，营运期应该在２０年以上。海上风电场建设期成本中的基础建设、并网接线等费用在总投资成本中所占份额要高于陆上风电场；营运期维修费用和折旧费用占营运成本比例远高于陆上风电场。
　　海上风电的风机相比陆地风机从设计上要考虑到冰冻、台风、闪电、海水对风机的腐蚀等影响，要采用先进的镀膜技术以及先进的防腐蚀材料等，因此对海上风机的要求比陆地要高，其造价也高，陆地风机成本平均５０００元人民币／千瓦，海上风机在７—８千元／千瓦。但是从海上风电场建设总成本来讲，占陆地风电场建设成本６５％—７５％左右的风机在海上风电场建设中只占３０％—５０％。
　　从营运成本考虑，海上风电场的营运成本仍然主要由财务费用和折旧费用构成，但是两项占比由陆上的７７％提高到８５％，同时维修费用也由陆上风电的５％提高到８％。
　　３．我国东海大桥海上风电场经济性分析
　　东海大桥海上风电场是国内第一座海上风电场，由上海电力、大唐电力、中广核联合投资兴建，计划２０１０年完工。该项目总装机容量１０２兆瓦，安装３４台国产单机容量３ＭＷ的离岸型风电机组，距离岸线８—１３公里，平均水深１０米，全部采用华锐自主研发的３４台３兆瓦海上风电机组。
　　据悉，目前该项目３４台风机已安装完毕，总投资成本２３．６５元，项目资本金比例２０％，贷款年限１８年，按照年设备利用小时数２６００小时、电价０．９７４５元／度（含税价）计算，项目每年发电收入２．５８亿元。根据德国设备制造商ＲＥｐｏｗｅｒ提供的数据，欧洲海上风电场运营成本约为１—１．５欧分／ｋｗ·ｈ，考虑到欧元去年贬值较大，我们按照年初的汇率来计算并结合我国实际测算，项目运营成本约为４０００万元人民币／年，粗略估算其内部收益率为４．３３％。
　　考虑到东海大桥海上风电场是我国第一个示范性海上风电场，其投资成本与营运成本较高是难免的，预计未来随着技术水平的提高以及维护营运经验的增长，海上风电的电价有望降低，若国家出台财政、税收支持政策，海上风电收益率有望提高。
　　海上风电主要风险因素
　　１．技术风险
　　我国海上风电的安装技术、设备生产技术都只是刚刚起步阶段，目前全世界风电专家均认为全球还没有研发出真正意义上的海上专用风机，全球还没有真正成熟的海上专用兆瓦级风机，现有的风机均为陆上风机改造而成，不适应海上复杂的自然条件，故障率居高不下，维护费用大。我国目前能生产海上风机的华锐、金风等设备厂家的设备尚未经过海上长期运行检验，能否经受盐雾腐蚀、海浪及潮流冲击等环境的考验，能否真正保障电力供应仍是未知数。
　　２．政策风险
　　与其他新能源发电一样，由于其成本高、不成熟，需要得到国家政策支持，政策支持力度决定风电场开发速度。从欧洲风电场运营经验来看，从示范工程建设到大规模开发一般为两年左右的时间，但是由于政策支持力度的不同，各国发展速度差异较大。尽管丹麦是最早开发建设海上风电的国家，由于政策支持力度不够，导致近五年海上风电场进入停止状态；相反，英国、德国由于国家补贴政策到位，海上风电场运营能保持较高的活力水平，发展迅速。在我国，虽然国家能源局表态未来海上风电是风电发展的重要方向，但尚无实质性的支持政策出台，还需要在政策层面进一步明确具体的界定和范围。